— Все документы — ГОСТы — ГОСТ Р 8.903-2015 ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. МЕТОДИКИ (МЕТОДЫ) ИЗМЕРЕНИЙ


ГОСТ Р 8.903-2015 ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. МЕТОДИКИ (МЕТОДЫ) ИЗМЕРЕНИЙ

ГОСТ Р 8.903-2015 ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. МЕТОДИКИ (МЕТОДЫ) ИЗМЕРЕНИЙ

Утв. Приказом федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 ноября 2015 г. N 1976-ст
Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 8.903-2015
"ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. МЕТОДИКИ (МЕТОДЫ) ИЗМЕРЕНИЙ"

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass of petroleum and petroleum products. Procedures of measurements

Дата введения - 1 июля 2016 г.

Введен впервые

Предисловие

1 Разработан Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть" (ООО "НИИ Транснефть"), федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР"), открытым акционерным обществом "Нефтеавтоматика" (ОАО "Нефтеавтоматика")

2 Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 "Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов"

3 Утвержден и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 ноября 2015 г. N 1976-ст

4 Введен впервые

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на методики (методы) измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов и устанавливает порядок их выполнения.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.009 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений

ГОСТ 8.247 Государственная система обеспечения единства измерений. Метроштоки для измерений уровня нефтепродуктов в горизонтальных резервуарах. Методика поверки

ГОСТ 8.346 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.570 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки

ГОСТ 8.600 Государственная система обеспечения единства измерений. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки

ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление

ГОСТ 33 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости

ГОСТ 400 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 1756 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2477 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3900 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 6370 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей

ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия

ГОСТ 13196 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 18481 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия

ГОСТ 21534 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей

ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ 30414 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования

ГОСТ 31378 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.580 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов

ГОСТ Р 8.736 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения

ГОСТ Р 51069 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия

ГОСТ Р 52050 Топливо авиационное для газотурбинных двигателей Джет А-1 (Jet A-1). Технические условия

ГОСТ Р 52340 Нефть. Определение давления паров методом расширения

ГОСТ Р 53228 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания

ГОСТ Р 54500.1 Неопределенность измерения. Часть 1. Введение в руководства по неопределенности измерения

ГОСТ Р 54500.3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения

ГОСТ Р 54500.3.1 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения. Дополнение 1. Трансформирование распределений с использованием метода Монте-Карло

ГОСТ Р ИСО 5725-1 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

ГОСТ Р ИСО 5725-6 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 косвенный метод динамических измерений: Метод динамических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в трубопроводах.

3.2 косвенный метод статических измерений: Метод статических измерений, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений плотности и объема нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости, мерах полной вместимости.

3.3 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе: Метод, при котором значение массы нефти/нефтепродуктов определяют на основании результатов измерений гидростатического давления и уровня нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости.

3.4 масса балласта: Масса воды, солей и механических примесей в нефти.

3.5 масса брутто нефти: Масса нефти, показатели которой соответствуют ГОСТ Р 51858 и ГОСТ 31378.

3.6 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.7 мера вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.

Примечание - К мерам вместимости относятся вертикальные резервуары, горизонтальные резервуары, резервуары (танки) речных и морских наливных судов, железнодорожные цистерны.

3.8 мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти/нефтепродуктов, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения.

Примечание - К мерам полной вместимости относятся автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны.

3.9 прямой метод динамических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением преобразователей массового расхода в трубопроводах.

3.10 прямой метод статических измерений: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти/нефтепродуктов с применением весов.

3.11 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре нефти/нефтепродуктов 15°С или 20°С и избыточному давлению, равному нулю.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ПП - преобразователь плотности;

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

СИКНП - система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов;

СОИ - система обработки информации.

5 Основные положения

5.1 Для измерений массы брутто и нетто нефти и массы нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам, применяют:

а) косвенный метод динамических измерений;

б) прямой метод динамических измерений.

5.2 Для измерений массы нефти/нефтепродуктов в мерах вместимости и мерах полной вместимости применяют:

а) прямой метод статических измерений;

б) косвенный метод статических измерений;

в) косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе.

5.3 Нефть должна соответствовать ГОСТ Р 51858 или ГОСТ 31378.

6 Обеспечение единства измерений

При измерениях массы нефти/нефтепродуктов применяют СИ, СИКН/СИКНП утвержденного типа в соответствии с административным регламентом [1], прошедшие поверку в соответствии с [2].

7 Требования к квалификации персонала

7.1 К выполнению работ должны допускаться лица не моложе 18 лет, имеющие квалификацию оператора товарного не ниже 4 разряда в соответствии с [3], соответствующую выполняемой работе, прошедшие в установленном порядке обязательный медицинский осмотр (обследование) и не имеющие медицинских противопоказаний, прошедшие вводный инструктаж по охране труда и пожарной безопасности, первичный инструктаж на рабочем месте по охране труда, первичный инструктаж по пожарной безопасности, обучение и проверку знаний требований охраны труда и методов оказания первой доврачебной помощи пострадавшим, стажировку и допуск к самостоятельной работе.

7.2 Допущенный к работе персонал должен знать эксплуатационную документацию на СИ и вспомогательные устройства и уметь выполнять операции, предусмотренные настоящим стандартом.

8 Требования безопасности

8.1 При выполнении работ должны соблюдаться требования охраны труда, промышленной и пожарной безопасности.

8.2 Пожарная безопасность и взрывобезопасность должны обеспечиваться в соответствии с [4] и [5].

8.3 Применяемое электрооборудование должно быть надежно заземлено в соответствии с ГОСТ 12.1.030.

8.4 Применяемое электрооборудование должно иметь сертификат соответствия (декларацию о соответствии) требованиям технических регламентов или заключение экспертизы промышленной безопасности.

8.5 СИ, электрооборудование и вспомогательные устройства должны использоваться в соответствии с руководствами (инструкциями) по эксплуатации.

8.6 Конструкция СИ, электрооборудования и вспомогательных устройств должны обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций с применением средств индивидуальной защиты.

8.7 При возникновении неисправностей, аварийной разгерметизации оборудования работы должны быть прекращены. Возобновление работ допускается только после выявления и устранения причин их возникновения.

9 Требования охраны окружающей среды

Безопасность окружающей среды должна обеспечиваться отсутствием неконтролируемых утечек нефти/нефтепродуктов во время измерений.

10 Измерение массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом динамических измерений

10.1 Требования к погрешности измерений

10.1.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти и массы нефтепродуктов составляют ±0, 25%.

10.1.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти составляют ±0, 35%.

10.2 Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам

10.2.1 Для выполнения измерений применяют:

а) СИКН с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти ±0, 25% и массы нетто нефти ±0, 35%;

б) СИКНП с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов ±0, 25%.

10.2.2 Для выполнения измерений допускается применять следующие СИ, используемые автономно или в составе СИКН/СИКНП:

а) преобразователи объемного расхода с пределами допускаемой относительной погрешности ±0, 15%;

б) преобразователи давления с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0, 5%;

в) преобразователи температуры с электрическим выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0, 3°С;

г) поточные ПП с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0, 5 кг/м3;

д) поточные преобразователи вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1%;

е) преобразователи влагосодержания в нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0, 1%.

10.2.3 При отказе (отсутствии) преобразователей давления, преобразователей температуры, поточных ПП, поточных преобразователей вязкости допускается применять:

а) манометры с классом точности не ниже 0, 6;

б) термометры с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0, 2°С;

в) автоматические лабораторные СИ плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0, 36 кг/м3 или СИ по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069;

г) автоматические лабораторные СИ вязкости с пределами допускаемой приведенной погрешности ±1% или СИ по ГОСТ 33.

10.2.4 СИ и вспомогательные устройства, используемые в испытательной (аналитической) лаборатории для определения:

а) массовой доли воды в нефти - по ГОСТ 2477;

б) массовой доли хлористых солей в нефти - по ГОСТ 21534;

в) массовой доли механических примесей в нефти - по ГОСТ 6370.

10.2.5 В качестве вспомогательных устройств для СИ, используемых автономно, применяют:

а) пробозаборное устройство;

б) автоматический пробоотборник;

в) ручной пробоотборник с диспергатором.

10.2.6 Диапазоны измерений СИ должны обеспечивать возможность измерений величин во всем интервале значений.

10.2.7 Программное обеспечение, применяемое для измерений, регистрации и обработки результатов измерений, должно быть защищено от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, их регистрации и обработки.

10.3 Требования к условиям измерений на объектах измерений

10.3.1 Расход нефти/нефтепродуктов через преобразователи объемного расхода (турбинные, ультразвуковые, роторные, лопастные) должен находиться в пределах рабочего диапазона расхода, указанного в свидетельстве о поверке.

10.3.2 Значение избыточного давления в трубопроводе Ризб, МПа, после преобразователя объемного расхода должно быть не менее значения, вычисленного по формуле

Ризб=2, 06Рн+2ΔР,

(10.1)

где Рн - давление насыщенных паров, МПа (определяют в соответствии с ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340);

ΔР - перепад давления на преобразователе объемного расхода, МПа (определяют по технической документации на преобразователи объемного расхода).

Примечание - При отличии формулы в технической документации на преобразователь объемного расхода для расчета значения избыточного давления в трубопроводе Ризб от приведенной следует проводить расчет по технической документации.

10.3.3 Условия применения СИКН, СИКНП и СИ должны соответствовать условиям эксплуатации, указанным в эксплуатационной документации.

10.4 Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений выполняют следующие операции:

а) СИКН, СИКНП и СИ подготавливают к выполнению измерений в соответствии с эксплуатационной документацией;

б) проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИКН, СИКНП, СИ, целостность пломб и/или клейм СИ;

в) проверяют выполнение условий измерений согласно 10.3.

10.5 Порядок выполнения измерений

10.5.1 При косвенном методе динамических измерений должны выполняться следующие операции:

а) измерение объема нефти/нефтепродуктов;

б) измерение плотности нефти/нефтепродуктов;

в) измерение давления и температуры нефти/нефтепродуктов;

г) определение составляющих балласта нефти.

10.5.2 Если вязкость нефти влияет на характеристики преобразователей объемного расхода, необходимо контролировать диапазон вязкости, в котором работает преобразователь объемного расхода. Вязкость нефти измеряют с периодичностью, установленной стандартами организации.

10.5.3 При отказе (отсутствии) поточных ПП плотность нефти/нефтепродуктов измеряют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069 и [6]. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти/нефтепродуктов определяют в соответствии с [7]. Допускается проводить измерение плотности нефти/нефтепродуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.

10.5.4 При отсутствии или отказе поточного вискозиметра кинематическую вязкость нефти/нефтепродуктов определяют по ГОСТ 33 при температуре нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода.

10.5.5 Отбор проб выполняют по ГОСТ 2517.

10.5.6 Массу нетто нефти вычисляют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта вычисляют как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти.

10.5.7 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержания или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.

10.5.8 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной (аналитической) лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

10.6 Обработка результатов измерений


Возврат к списку

(Нет голосов)

Комментарии (1)

bodyakr, 22.06.2020
Вам нужно авторизоваться, чтобы голосовать0 Вам нужно авторизоваться, чтобы голосовать0

Статус отменен, взамен ГОСТ 8.587-2019
Статус отменен, взамен ГОСТ 8.587-2019



Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости